Все о нефти | Метод парогравитационного дренажа (SAGD)

Метод парогравитационного дренажа (SAGD)

Разработка залежей тяжелых нефтей и природных битумов

В последнее время перспективы развития нефтяной отрасли связываются с разработкой месторождений тяжелых нефтей и природных битумов. Пристальный интерес к месторождениям тяжелой нефти и природных битумов вполне объясним постоянным ростом цен на углеводородное сырье, постепенным истощением запасов традиционной легкой нефти, а также развитием технологий добычи «нетрадиционных» нефтей.

Большая часть мировых запасов тяжелой нефти находятся в Канаде, Венесуэле и России. Добыча нетрадиционной нефти требует нетрадиционного уникального подхода. Существуют различные способы разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, которые различаются технологическими и экономическими характеристиками. Условно технологии и способы разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, которые испытывались и нашли применение в практике добычи нефти в России и за рубежом, можно подразделить на три группы:

карьерный и шахтный способы разработки;
так называемые «холодные» способы добычи;
тепловые методы добычи.

Естественно, что применимость той или иной технологии обусловливается геологическим строением и условиями залегания пластов, физико-химическими свойствами пластового флюида, состоянием и запасами углеводородного сырья, климатическими, географическими условиями и др.

Идея использования высокой плотности битумов в качестве движущей силы в процессе добычи с применением термического воздействия впервые была реализована на Ярегском месторождении, которое разрабатывается так называемым шахтно–скважинный способом.

С середины 80-х годов XX века благодаря огромным инвестициям в научно-исследовательские проекты в области тепловых методов, а также с развитием технологии горизонтального бурения в Канаде была разработана технология парогравитационного воздействия с применением пары горизонтальных скважин, более известная в мировой промышленности как SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage). Технология SAGD стала промышленным стандартом разработки запасов битума на территории Канады.

Технология парогравитационного воздействия SAGD

В классическом описании эта технология требует бурения двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой. Скважины бурятся через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Расстояние между двумя скважинами, как правило, составляет 5 метров. Длина горизонтальных стволов достигает 1000 м. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры.

Процесс парогравитационного воздействия начинается со стадии предпрогрева, в течение которой (несколько месяцев) производится циркуляция пара в обеих скважинах. При этом за счет кондуктивного переноса тепла осуществляется разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, снижается вязкость нефти в этой зоне и, тем самым, обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами.

На основной стадии добычи производится уже нагнетание пара в нагнетательную скважину. Закачиваемый пар, из-за разницы плотностей, пробивается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести.

Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта, после чего она начинает расширяться в стороны. При этом нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой. Таким образом, потери тепла минимальны, что делает этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения.

Развитие технологии SAGD

Первый пилотный проект SAGD был отработан канадскими разработчиками на крупнейшей в мире залежи природных битумов – на песчаниках Атабаска в Канаде. В течение первой стадии проекта в 1988 году было пробурено три пары скважин с длиной горизонтального участка 60 м. В этих скважинах была отработана классическая схема парогравитационного дренажа. КИН по элементу составил 50%, а накопленное паронефтяное соотношение не превысило 2,5, что подтвердило экономическую рентабельность проекта. На следующей стадии проекта в 1993 году была начата коммерческая разработка залежи тремя парами скважин с длиной горизонтального участка 500 м. Для мониторинга процесса разработки была пробурена 21 наблюдательная скважина, оборудованная термопарами и пьезометрическими датчиками давления.

В другой крупнейшей по запасам тяжелых углеводородов стране Венесуэле первый пилотный проект SAGD был запущен в декабре 1997 года. Результаты опытных работ показали, что разработка залежей высоковязкой нефти (10000-45000 мПа·с) новым методом повышает КИН до 60% по сравнению с 10% при циклической паротепловой обработке скважин.

В России испытание метода парогравитационного дренажа проводится с 1999 года на Ашальчинском месторождении (Республика Татарстан).

Существует несколько ключевых проблем, которые компании, использующие технологию SAGD, должны преодолеть, чтобы достичь рентабельности технологии. Это:

Достижение максимальной энергоэффективности;
Оптимальный процесс разделение нефти и воды;
Очистка воды для повторного использования в производстве пара.

Эффективное использование реагентов – основное условие успешного решения этих проблем.

Одним из перспективных направлений повышения эффективности проектов SAGD с технологической, экономической и, что немаловажно, с экологической точки зрения является использование углеводородных растворителей. За последние годы был разработан целый ряд модификаций SAGD:

Vapour Extraction (VAPEX) – извлечение нефти посредством парообразного растворителя,
Expanding Solvent SAGD (ES-SAGD) – парогравитационное воздействие с добавкой растворителя,
Solvent Aided Process (SAP) – процесс с добавкой растворителя,
Steam Alternating Solvent (SAS) – чередование закачки пара и растворителя

А также другие менее известные модификации. Несмотря на многообразие технологий, их можно разделить на 3 группы:

технологии, в которых пар полностью заменяется растворителем;
совместное нагнетание пара и растворителя;
последовательная (циклическая) закачка пара и растворителя.

Необходимость модификаций SAGD обусловлена стремлением улучшить экономические показатели проектов, учесть конкретные геолого-физические условия месторождения, а также жесткими требованиями в области охраны окружающей среды. Проекты SAGD являются крупнейшими потребителями пресной воды в регионах добычи, а плата за выбросы парниковых газов при производстве пара уже в обозримом будущем может стать весомой статьей затрат.

Преимущества и недостатки технологии

Преимущества технологии парогравитационного дренажа: высокий коэффициент извлечения нефти (КИН) - при благоприятных условиях достигает 75%; процесс добычи нефти происходит непрерывно; баланс между получением пара в условиях забоя и потерями тепла, как результат - максимальные объемы извлечения; оптимальный суммарный паронефтяной коэффициент.

Недостатки технологии парогравитационного дренажа: значительная часть себестоимости добычи нефти связана со стоимостью парогенерации; требуется источник большого объема воды, а также оборудование по подготовке воды, имеющее большую пропускную способность; для эффективного применения технологии требуется однородный пласт сравнительно большой мощности.

В качестве заключения

Перспективы развития нефтяной отрасли в XXI веке связаны с разработкой месторождений тяжелых нефтей и природных битумов;
Россия занимает одно из лидирующих мест в мире по запасам тяжелых нефтей и природных битумов, при этом степень выработанности этих запасов очень низка;
В мировой практике накоплен опыт разработки месторождений тяжелых нефтей и природных битумов различными методами, каждый из которых имеет свои преимущества и недостатки.
Метод парогравитационного дренажа характеризуется хорошим коэффициентом нефтеотдачи, высокими темпами отбора нефти, богатым опытом внедрения в различных странах, однако существуют трудности мониторинга и необходимость постоянного контроля процесса.
Технология парогравитационного воздействия успешно внедряется на месторождениях: Cold Lake Orion (Канада), Оrinoco Belt (Венесуэла), Ашальчинское (Россия) и других.